Диплом 5 - chertezhi.com · Title: Microsoft Word - Диплом 5.doc Author: Karpov_AL Created Date: 12/21/2010 5:49:51 PM

1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения Усть-

Томи [11]

11 Общие сведения о месторождении

Усть-Томинское газоконденсатное месторождение расположено на

восточном побережье северной части острова Сахалин в 190 км к югу от

г Охи В административном отношении месторождение входит в состав

Ногликского района Сахалинской области и находится в 30 км севернее

районного центра пос Ноглики Ближайшим месторождением

расположенным в 5 км северо-западнее является газонефтяное

месторождение Монги рисунок 11

Поселок Ноглики связан с г Охой узкоколейной железной и грунтовой

дорогами проходящими вдоль восточного берега острова Сахалин в двух

километрах западнее Усть-Томинского месторождения которое скрыто под

водами Ныйского залива Ныйский залив представляет собой мелководную

лагуну глубиной 25 - 4 м вытянутую вдоль западного побережья Охотского

моря на расстоянии 45 км при ширине от 1 - 2 до 4 - 6 км От Охотского моря

залив отделен узким (06 - 1 км) песчаным островом Гафовича вытянутым в

меридиональном направлении до 13 км Остров покрыт редкой травяной

растительностью местами стланиковым кустарником с абсолютными

высотными отметками до 10 м Западный берег Ныйского залива

представляет собой равнинную заболоченную низменность практически без

древесной растительности с абсолютными высотными отметками от 6 - 10 до

19 м

Режим вод в заливе контролируется приливно-отливными морскими

течениями и ветровыми потоками

Климат района месторождения характерный для северной части о

Сахалин носит муссонный характер с морозной продолжительной зимой (до

минус 35 оС) и коротким дождливым и прохладным летом В летние месяцы

здесь преобладают ветры восточного направления а в осенне-зимний период

западного и северо-западного

На площади Усть-Томи пробурено 17 глубоких (до 3800 м) поисковых

разведочных эксплуатационных скважин вскрывших в отложениях

дагинской свиты тринадцать продуктивных (газоконденсатных) горизонтов

(II IIa III IIIa IV VI VIa VII VIII IX IXa X Xa)

В связи с тем что месторождение находится под водами Ныйского

залива здесь осуществлялось бурение наклонно-направленных скважин

В пределах площади месторождения никаких обустроенных поселков

нет кроме временного жилья буровиков (вахтовые будки на буровых)

12 Характеристика геологического строения

Усть-Томинское месторождение приурочено к одноименной

антиклинальной складке расположенной на восточном крыле Монгинской

антиклинальной зоны По результатам сейсморазведки и поисково-

разведочного бурения представляет собой пологую брахиантиклиналь

северо-северо-западного простирания погребенную под отложениями

окобыкайской и нутовской свит моноклинально залегающими с падением

слоев на северо-восток

По кровле дагинских отложений складка имеет размеры 5times25 км

Складка асимметрична восточное крыло пологое западное - крутое С

глубиной складка меняет форму от куполовидной до вытянутой в северном

направлении за счет увеличения углов падения пород от 2 - 3о до 4 - 5о При

этом амплитуда складки увеличивается от 40 (II горизонт) до 90 м (Xa

горизонт) Для структуры характерно смещение свода в юго-восточном

направлении до 250 м (в пределах глубин 2600 - 3300 м)

Южная периклиналь складки осложнена конседиментационным

сбросом с амплитудой 25 - 60 м и падением плоскости сбрасывателя на

северо - запад

Рисунок 12 ndash Геологический разрез месторождения Усть - Томи

Таблица 11 - Средние абсолютные отметки ГВК

14 Основные параметры горизонтов

141 Пористость проницаемость начальная газонасыщенность

Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и

алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые Причем увеличение

алевритисто-глинистых фракций в коллекторах наблюдается в основном в

подошвенной части горизонтов а для IX IXa и X горизонтов и в кровельной

Иногда встречаются прослои слабосцементированных песчаников с

карбонатным цементом В связи с тем что в каждом горизонте встречаются

коллекторы всех трёх указанных разностей коллекторские свойства их

меняются в широких пределах

В целом по месторождению пористость коллекторов меняется в

пределах 132 ndash 235 проницаемость - от 00024 до 1601 мкм2 Пористость

коллекторов представленных песчаными фракциями составляет 15 ndash 228

проницаемость - от 0002 ndash 1601 мкм2 пористость алевролитов и их

Гори- Отметка ГВК м

зонт скв по геофизическим по опробованию принятая при

исследованиям скважин проектировании

II 2 2617 2617 2617

IIa 2 2637 2635 2635

III 1 2 2681 2681 2680

IIIa 2 2730 2733 2730

IV 1 2 9 2766 2767 2765

VI 1 2 2882 2882 2880

VIa 1 2 9 2940 2936 2940

VII 1 2 9 3019 3017 3019

VIII 1 2 9 3078 3079 3078

IX 2 9 3123 3122 3123

IXa 2 3142 3142 3142

Х 2 3163 3158 3163

Ха 1 3178 3173 3173

водонасыщенности Эта зависимость легла в основу при оценке

газонасыщенности по промыслово-геофизическим материалам Величина

газонасыщенности определялась как среднеарифметическая из

средневзвешенных значений по интервалам интерпретации в скважинах

142 Толщины горизонтов

II горизонт характеризуется относительной литологической

выдержанностью В разрезе горизонта встречаются маломощные прослои

темно - серых плотных глин Общая толщина горизонта изменяется от 114

до 152 м при эффективной 104 - 152 м

IIa горизонт - литологически однороден Общая толщина горизонта

изменяется к западу от 236 до 37 м эффективная - от 20 до 358 м

III горизонт представлен чередованием алевролита и песчаника Общая

толщина горизонта изменяется в северном и южном направлениях от 412 до

528 м эффективная 388 - 512 м газонасыщенная ndash 4 ndash 148 м

IIIа горизонт литологически изменчив в разрезе встречаются

маломощные прослои глин Общая толщина горизонта изменяется в

северном и южном направлениях от 4 до 10 м при эффективной 34 - 10 м

IV горизонт литологически однороден Среди песчаников встречаются

маломощные прослои глин Общая толщина горизонта 486 ndash 548 м

эффективная 448 ndash 528 м

VI горизонт глинистым разделом разделен на два пласта Первый пласт

представлен монолитной пачкой песчаников толщиной 10 - 12 м ниже

переслаивание песчаника и глин Общая толщина горизонта 42 - 47 м

эффективная 392 ndash 452 м газонасыщенная толщина 145 - 11 м

VIа горизонт литологически неоднороден по разрезу Общие толщины

горизонта увеличиваются от свода в северном и южном направлениях от 508

до 572 м эффективные от 44 до 546 м

15 Физико-химические свойства и состав пластовых газов конденсата

и воды

В процессе разведки и разработки месторождения на скважинах

проводились отборы проб газа и конденсата с целью получения данных об их

физико-химических свойствах а также составления рекомбинированных

проб пластовых флюидов при исследовании фазового поведения

Отбор проб свободных газов и конденсатов производился после

сепарации при установившемся режиме работы скважины на устье

Для рекомбинирования пластовых флюидов и исследования фазового

поведения были отобраны 11 проб газа сепарации и конденсата по 8

горизонтам (IIa III IV VIa VII VIII IX X+Xa) Пробы были отобраны в

контейнеры при зафиксированных условиях сепарации

151 Газоконденсатная характеристика

С целью изучения газоконденсатной характеристики месторождения в

период разведки был проведен комплекс промыслово-лабораторных

исследований скважин

При проведении промысловых исследований скважин на

газоконденсатность применялся метод непрерывного отбора промышленных

количеств газа из сепаратора передвижной сепарационной установки

При этом определялись

- конденсато-газовый фактор (КГФ) при определенных давлениях и

температурах сепарации

- объёмный коэффициент усадки нестабильного конденсата

- количество газов дегазации и дебутанизации

- плотность и молекулярная масса дебутанизированного конденсата

- отбор проб отсепарированного газа и нестабильного конденсата для

лабораторных исследований

снижении пластового давления до 60 МПа Конечный коэффициент

конденсатоотдачи при 01 МПа колеблется от 0685 до 0782

152 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и

конденсата

Физико-химические свойства пластовых газов изучены по восьми

продуктивным горизонтам а физико-химические свойства конденсатов по

VIa VIII IX Xа горизонтам таблица 13

Характерным для месторождения является небольшая изменчивость

состава пластового газа по разрезу метан является основным компонентом в

составе газа и его содержание в объёмных процентах изменяется от 914 (IV

горизонт) до 9426 (IX горизонт) Содержание этана - от 362 до 2

пропана - от 123 до 058 бутана - от 01 до 06 Содержание паров

пентана и более тяжелых гомологов метана изменяется от 09 до 148

Неуглеводородные компоненты представлены СО2 и N2 содержание

которых в газе колеблется в пределах 109 ndash 3003 и 01 ndash 076

соответственно

Свободный газ (таблица 14) продуктивных горизонтов также

характеризуется одним и тем же составом- содержание углеводородов в нём

достигает 968 ndash 987 В компонентном составе углеводородных газов

содержание метана изменяется - от 922 до 955 этана 201 ndash 365

пропана 124 ndash 057 бутана ndash 01 ndash 026 пентана ndash 004 ndash 02

Из неуглеводородных компонентов в газе сепарации содержится

углекислый газ (303 ndash 11 ) азот (076 ndash 01 ) Сероводород в газе не

обнаружен

Физико-химические свойства конденсатов месторождения и групповой

состав представлены в таблицах 13 15 16 Исследованы 6 объектов по 4-м

горизонтам при этом закономерности увеличения плотности конденсатов с

глубиной не отмечено Несколько повышена плотность конденсатов

153 Физико-химические свойства воды

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-

натриевому типу Исключение составляют воды IV и IX горизонтов которые

относятся к водам хлоро-кальциевого типа

Минерализация пластовых вод месторождения по площади и разрезу

изменяется в пределах 117 - 17 гл достигая максимальных значений в

нижних горизонтах Содержание в водах иона хлора (69 ndash 95 гл) в

несколько раз превышает количество гидрокарбонатов (1 ndash 35 гл) степень

их метаморфизации-низкая отношение натрия к хлору rNarCl = 08-14

содержание сульфатов также невелико сульфатный коэффициент

(rSO4rCl)100 = 04-09

В водах месторождения содержатся специфические компоненты ndash йод

бром бор в концентрациях 3 ndash 68 мгл 26 ndash 434 мгл 26 ndash 424 мгл


Относительно газовых залежей воды большинства горизонтов относятся

к подошвенным а воды II IX IXa и X горизонтов ndash к контурным

Сведения о растворенном в водах месторождения газе имеются только

по IV и X горизонтам которые по своему составу мало отличаются от

состава свободного газа Так например содержание метана азота и

углекислоты в водорастворенных газах лежит соответственно в пределах 801

ndash 895 04 ndash 08 и 92 ndash 177 В свободном же газе содержание метана

составляет 92-97 азота ndash 02 ndash 06 углекислого газа ndash 11 ndash 33

Газонасыщенность пластовых вод составляет 31 ndash 42 м3м3

16 Запасы газа и конденсата

Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Усть-Томи

произведен объёмным методом на основании промыслово-геофизических

исследований скважин опробовательских и исследовательских работ

2 Состояние разработки месторождения [11]

21 Общие сведения

По состоянию на 2003 г на месторождении Усть-Томи пробурены 7

( 1 2 3 6 8 9 12) поисково-разведочных и 10 ( 20 21 22 23 24 25

26 27 28 29) эксплуатационных скважин

Характеристика фонда скважин пробуренных на площади приводится

в таблице 21

Таблица 21 Характеристика фонда скважин

Наименование Характеристика фонда скважин Количество

скважин

Фонд скважин

Пробуренный фонд

в том числе

добывающие

в освоении после бурения

наблюдательный фонд

в консервации

разведочные выполнившие

назначение

17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)

Для разработки залежей месторождения техническое состояние и

расположение только четырех скважин ( 26 27 28 29) позволяет

рекомендовать их для эксплуатации

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча

газанакопленная добы

ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча

конденсатанакопленная добы

чаконденсата

дебит

одной

скваж

ины

Конденсата накоплтыст Дебит одной скважинытысм3сутQг в годмлнм3 Qг накоплмлнм3Конденсата в годтыст

Рисунок 21 ndash Технологические показатели разработки месторождения Усть-Томи

Разработка IIIа пласта

Газоконденсатная залежь IIIа пласта введена в разработку 21 декабря

2001 г после перевода скважины 27 на вышележащий горизонт Скважина

введена в эксплуатацию с дебитом 100 тысм3сут на 6 мм штуцере при

давлении на устье 198 МПа

Начальное пластовое давление в залежи составило 270 МПа Отбор

газа в отчетном году составил 383 млнм3 извлечено конденсата 24 тыст За

период разработки отбор газа составил 397 млнм3 или 722 начальных

запасов извлечение конденсата ndash 24 тыст или 120 начальных

извлекаемых запасов Текущее пластовое давление на 1012003 г ndash 235 МПа

или 851 начального Режим работы залежи ndash газовый

Скважиной отработано 3028 скважино-дней коэффициент

эксплуатации 0996 таблица 24

Таблица 24 Состояние разработки IIIа пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млнм3

от- бора от

запа-сов

кол-во дейст скв-н скв

Рпл МПа

Темп паде- ния Р МПа

млнм3

Q газа скв-ны тысм3 сут

Извлеч конден-сата тыст год с нач разраб

извле- чения конден-сата год с нач разраб

начальное

те- ку- щее

за год

с нача-ла раз-раб

баланс запа-сов

за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100

Разработка IV пласта

Газоконденсатная залежь IV пласта разрабатывается с 5 мая 2000 г

скважиной 29 принятой из бурения Скважина введена в эксплуатацию с

дебитом 195 тысм3сут на 8 мм штуцере Начальное пластовое давление в

залежи составило 270 МПа В 2002 г залежь разрабатывалась двумя

скважинами 29 и 26 которая переведена с VI пласта Скважина 26

введена в эксплуатацию 31 мая 2002 г с дебитом 130 тыс м3сут на 7 мм

штуцере Отбор газа в отчетном году составил 723 млнм3 извлечение

эксплуатации 0988 В апреле 2002 г скважина обводнилась и была

переведена на вышележащий IV горизонт Дебит газа перед остановкой 79

тысм3сут на 8 мм штуцере при давлении на устье 77 МПа Разработка

залежи прекращена таблица 26

Таблица 26 Состояние разработки VI пласта

Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

Разработка VIа пласта

Газоконденсатная залежь VIа пласта разрабатывается с 20 апреля 2000

г скважиной 27 которая была переведена с VII горизонта Скважина

введена в эксплуатацию с дебитом 190 тысм3сут на 7 мм штуцере В марте

2001 г введена в эксплуатацию скважина 28 которая переведена с IX

горизонта В декабре 2001 г в связи с обводнением скважина 27

переведена на вышележащий IIIа горизонт Разработка залежи продолжалась

скважиной 28 Отбор газа в отчетном году из залежи составил 117 млнм3

извлечение конденсата ndash 07 тыст За период разработки с учетом аварийного

выброса на скважине 21 отбор газа составил 2506 млнм3 или 306

извлечение конденсата ndash 194 тыст или 451 начальных извлекаемых

запасов Текущее пластовое давление на 1012003 г ndash 215 МПа при

начальном 289 МПа Режим работы залежи ndash газовый с проявлением

водонапорного Скважиной отработано 1178 скважино-дней коэффициент


Таблица 28 Состояние разработки VII пласта

Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540

Разработка VIII пласта

Газоконденсатная залежь VIII пласта разрабатывается с 6 июля 1996 г

по 13 апреля 1999 г скважиной 26 Разработка залежи прекращена в связи

с обводнением скважины За период разработки отбор газа составил 1658

млнм3 или 209 извлечение конденсата ndash 145 тыст или 362 начальных

извлекаемых запасов таблица 29

Таблица 29 Состояние разработки VIII пласта

Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362

Разработка IX пласта

Газоконденсатная залежь IX пласта разрабатывается с 19 мая 1997 г

скважиной 28 которая была принята на баланс после бурения в мае 1997 г

Рисунок 21 ndash Конструкция и оборудование скважин месторождения Усть-

Томи (на примере скважины 28)

Фонтанная арматура АФК2 65350

Колонная головка типа ОКК-1

Направление 426 мм ndash 5 м

Кондуктор 324 мм ndash 350 м

Тех колонна 245 мм ndash 2400 м

Экс колонна 146 мм ndash 3492 м

НКТ 73 мм ndash 3150 м

Метанол 700-1000 м

Конденсат 1000-3150 м Текущий забой 3156 м

24 Обоснование конструкции фонтанных подъемников и устьевого

оборудования скважин

Конструкции фонтанных подъемников приняты исходя из диаметров

эксплуатационных колонн глубины залегания продуктивных горизонтов

ожидаемых дебитов в период ОПЭ возможности проведения ремонтных

работ и предупреждения осложнений при эксплуатации скважин при

минимальных затратах

В течение первых пяти лет разработки месторождения скважины

целесообразно эксплуатировать по НКТ Ду 73 мм при диаметре обсадной

эксплуатационной колонны 146 мм

При дебитах газа 150 - 200 тысм3сут и глубине спуска НКТ на 2700 -

3200 м потери в подъемнике диаметром 73 мм составляют 5 - 10 пластового

давления

При внутреннем диаметре НКТ 65 мм (Ду 73 мм) обеспечивается

скорость газа выше критической достаточной для выноса частиц воды и

песка с забоя скважины

Лифтовой подъемник собирается из НКТ по ГОСТ 633-80 причем

половина с гладкими концами и половина - с высаженными наружу концами

Для предотвращения осаждения на забой скважин песка накопления

воды и глинистого раствора в интервале перфорации пласта необходимо

создавать большие скорости подъема газа на забое что достигается спуском

НКТ в подошву фильтровой части или на 2 - 3 м выше

Для подвески фонтанных труб герметизации и обвязки колонн для

регулирования и контроля за технологическим режимом эксплуатации

скважины на устье устанавливается оборудование которое состоит из трех

частей

- колонной головки

- трубной головки

- фонтанной елки

25 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации

скважин

Присутствие в природном газе углекислого газа капельной влаги

способствуют образованию гидратов Устьевая температура в процессе

разработки залежей близка по значению равновесной температуре

гидратообразования Поэтому с целью предупреждения гидратообразования

необходимо тщательно изучать режим температуры давления состав газа

(особенно содержание влаги конденсата) и предусмотреть обвязку скважин

для подачи ингибитора гидратообразования на устье скважины

Содержание углекислого газа по отдельным залежам месторождения

Усть-Томи изменяется от 11 до 303 объемных Согласно правилам

разработки газовых месторождений углекислый газ при парциальном

давлении более 02 МПа характеризуется повышенной коррозионной

активностью

Парциальное давление CO2 по залежам изменяется от 03 до 103 МПа

что говорит о возможной коррозии скважинного оборудования

С целью предотвращения коррозионного разрушения необходим

постоянный контроль за состоянием скважинного оборудования а именно

- регулярно один раз в месяц анализировать конденсационную воду на

присутствие в ней ионов железа

- не менее чем один раз в году проводить анализ газа на присутствие

СО2

- устанавливать образцы - свидетели коррозии

- для защиты обсадной колонны от воздействия агрессивной среды

эксплуатация скважин должна осуществляться только по НКТ

При наличии коррозионных нарушений в процессе ОПЭ необходимо

осуществлять защиту - защищать внутреннюю поверхность оборудования с

помощью ингибиторов коррозии которые могут подаваться совместно с

метанолом по метанолопроводам на устье скважин

Рисунок 22 ndash Схема УКПГ Усть ndash Томинского ГКМ

3 Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи

скважинной продукции на месторождении Усть-Томи [4] [6] [8] [9] [10]

31 Теоретические предпосылки возникновения гидратов [6]

311 Влагосодержание природных газов

Одним из факторов обусловливающих образование гидратов

природных газов является насыщение последних парами воды При этом

объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения

влагосодержания газа с изменением давления и температуры

Для определения содержания паров воды в газах используется ряд

экспериментальных и аналитических методов К экспериментальным

методам относятся 1) визуальное определение точки росы т е температуры

при которой начинается процесс конденсации паров при заданном давлении

2) применение твердых сорбентов 3) использование жидких сорбентов с

последующим их титрованием 4) вымораживание 5) спектроскопические

методы 6) электрогигрометрический метод

Наиболее распространенным из них является метод визуального

определения точки росы который дает хорошие результаты при отсутствии

конденсации углеводородов По данному методу точка росы может быть

определена с точностью plusmn01degС Однако этот метод не применим при

определении точки росы газа осушенного растворами диэтиленгликоля из-

за конденсации в газе

Вторым распространенным методом для определения влагосодержания

газа является абсорбционный при помощи диэтиленгликоля с последующим

титрованием раствора до полного отделения воды абсорбированной из

газового потока Титрометрическим методом влагосодержание природных

газов определяется с точностью до 001 гм3 как при низких так и при

высоких давлениях

рисунке 31 имеются два вспомогательных графика для определения

поправочных коэффициентов на молекулярный вес (плотность) газа С и

соленость воды Сs

Коэффициент C применим для любых компонентов природного газа

Он определяется из соотношения C = WW06 гм3 Поправочный

коэффициент Сs определяется из соотношения Cs = WsW06 гм3 Здесь W06 -

влагосодержание природного газа с плотностью по воздуху 06

находящегося в контакте с пресной водой W - влагосодержание

природного газа с плотностью по воздуху ρ Ws - влагосодержание

природного газа находящегося в контакте с рассолом

Коэффициент Сs учитывается при определении влагосодержания

природного газа в пластовых условиях где газ находится в контакте с

минерализованной водой Если определяют влагосодержание газа при его

транспортировке по газопроводам где газ находится в контакте с

конденсирующейся из газа пресной водой можно считать коэффициент Cs =

1

Влияние молекулярного веса на влагосодержание газа возрастает с

повышением температуры Однако ввиду того что все природные газы от

метана до газов с плотностью 10 имеют молекулярный вес между 16 и 30

последний не изменяет влагосодержание природных газов более чем на 3 -

5 Присутствие в составе газа СО2 и Н2S увеличивает его

влагосодержание a N2 - уменьшает

При разработке месторождения пластовое давление уменьшается по

мере отбора газа (температура газа в пласте практически остается постоянной

в течение всего периода разработки месторождения) а влажность газа

увеличивается При этом влажность газа изменяется в зависимости от

давления и температуры при движении газа в системе обустройства Кроме

того влагосодержание газа изменяется в течение всего периода разработки

месторождения с колебанием перепада давления при дросселировании газа

69 middot 10 -10 м и шестнадцать малых полостей с внутренним диаметром 48 middot 10-

10 м

При заполнении восьми полостей гидратной решетки состав гидратов

структуры I выражается формулой 8M-46Н2О или М-575Н2О где М -

гидратообразователь Если заполняются только большие полости формула

будет иметь вид 6М-46Н2О или М-767Н2О При заполнении восьми полостей

гидратной решетки состав гидратов структуры II выражается формулой

8М136Н2О или М17Н2О

Рисунок 32 ndash Структура образования гидратов а - вида I б - вида II

Формулы гидратов компонентов природных газов СН4times6Н2О С2Н6 times

8Н2О С3Н8times17Н2О i - С4Н10times17Н2О Н2Stimes6Н2О N2times6Н2О СО2times6Н2О Эти

формулы гидратов газов соответствуют идеальным условиям т е таким

условиям при которых все большие и малые полости гидратной решетки

заполняются на 100 На практике встречаются смешанные гидраты

состоящие из I II структур

313 Условия образования гидратов

Представление об условиях образования гидратов дает фазовая

диаграмма гетерогенного равновесия построенная для систем М-Н20

рисунок 33 В точке С одновременно существуют четыре фазы (I II III IV)

газообразный гидратообразователь жидкий раствор гидратообразователя в

воде раствор воды в гидратообразователе и гидрат В точке пересечения

гидратообразования также зависит и от скорости охлаждения системы

гидратообразователь - вода

На практике условия образования гидратов определяют с помощью

равновесных графиков (рисунок 34) или расчетным путем - по константам

равновесия и графоаналитическим методом по уравнению Баррера - Стюарта

Рисунок 34 ndash Равновесные кривые образования гидратов природных

газов в зависимости от температуры и давления

Из рисунка 34 следует что чем выше плотность газа тем больше

температура гидратообразования Однако отметим что с увеличением

плотности газа не всегда повышается температура гидратообразования

Природный газ с небольшой плотностью может образовывать гидраты при

более высоких температурах чем природный газ с повышенной плотностью

Если на увеличение плотности природного газа влияют негидрато-

образующие компоненты то температура его гидратообразования

понижается Если же влияют различные гидратообразующие компоненты то

вводится третий активный компонент в результате чего изменяются условия

термодинамического равновесия между молекулами воды и газа Существует

четкая зависимость между концентрацией раствора ингибитора ndash вода и

температурой гидратообразования Раствор природного газа в воде является

раствором неполярного вещества в сильнополярном растворителе

Взаимодействие между молекулами газа и воды незначительно и

обуславливается слабыми Ван-дер-Ваальсовыми силами В пустотах

образованных структурой жидкой воды находятся молекулы газа Введение

ингибитора резко уменьшает растворимость газа в воде

Применяемые в промысловой практике ингибиторы подразделяются на

два основных класса неорганические и органические вещества

Неорганические вещества ndash это электролиты водный раствор которых

содержит не отдельные молекулы а ионы причем степень диссоциации

определена

Неорганическое вещество (твердая соль или её концентрированный

раствор) поступая в водный раствор газа ионизируется образуя ионы с

положительным и отрицательным зарядами которые притягивают к себе

диполи воды окружая при этом ионы Молекулярная структура раствора при

высоких концентрациях соли постепенно приближается к структуре

кристаллогидрата соли Взаимодействие между диполями воды и ионами

ингибитора носит электростатический характер обладая при этом более

сильным взаимодействием между молекулами газа и воды Существующая

при этом квазикристаллическая структура воды нарушается и растворимость

газа падает Данное явление называется высаливанием и проявляется когда

полярности компонентов раствора отличаются

Органические вещества используемые в качестве ингибиторов

гидратообразования представлены в основном метанолом и гликолями

Механизм действия аналогичен вышеуказанному ndash они растворяют в себе

воду снижая её содержание в потоке газа В результате этого нарушаются

благоприятные условия образования гидратов

сорт) и на гидролизных заводах при очистке этилового спирта-сырца (2-й

сорт или метанол-сырец)

Гликоли - в качестве ингибиторов гидратообразования в газовой

промышленности применяют этиленгликоль (ЭГ) диэтиленгликоль (ДЭГ) и

триэтиленгликоль (ТЭГ) Данные абсорбенты используются в основном в

качестве сорбентов влаги при осушке природного газа

Этиленгликоль ndash химическая формула С2Н4(ОН)2 молекулярная масса

6207 бесцветная вязкая жидкость без запаха трудно загорается горит

спокойным голубым пламенем хорошо растворяется в воде низших спиртах

ацетоне Упругость паров этиленгликоля рассчитывается по уравнению

следующего вида

Р = А ndash ВТ

где Т ndash абсолютная температура К А и В ndash константы

Диэтиленгликоль Химическая формула (СН2ОНСН2)2middotО молекулярная

масса 10612 бесцветная вязкая жидкость легко смешивающаяся с водой

низшими спиртами и этиленгликолем

Зависимость вязкости ДЭГ от давления определяется по уравнению вида

μр= μоmiddot(1 + αmiddotР) (33)

где μр и μо ndash вязкость при избыточном и атмосферном давлении


αmiddot- коэффициент являющийся функцией давления температуры и

концентрации Р ndash давление

Вязкость растворов ДЭГ с понижением температуры значительно

увеличивается

Триэтиленгликоль Химическая формула (СН2ОСН2 СН2ОН)2

молекулярная масса 15017 прозрачная бледно-желтая жидкость со слабым

ocуществляется по индивидуальной схеме т е от каждой скважины до

группового сборного пункта прокладывается свой ингибиторопровод

который подключается на групповом сборном пункте к индивидуальному

дозировочному насосу Такая схема безусловно является работоспособной

однако она имеет существенный недостаток заключающийся в трудности

обслуживания большого количества насосов Кроме того на каждую

скважину или возможно на группу скважин надо иметь по резервному

насосу на случай выхода из строя основного насоса

Более экономична и удобна для работы централизованная схема

подвода ингибитора к скважинам с одним насосом и регуляторами расхода

на линиях ведущих к каждой из скважин Эти регуляторы предназначены

для строгого дозирования количества ингибитор подаваемого в каждую

скважину в зависимости от режима ее работы Подробно такая схема будет

рассмотрена ниже

Для борьбы с гидратами в стволах скважин в условиях северного

Сахалина в настоящее время наиболее приемлемым остается метанол Его

существенные недостатки - дороговизна и токсичность - искупаются

несомненными преимуществами - высокой степенью понижения

температуры гидратообразования способностью быстро разлагать уже

образовавшиеся гидратные пробки малой вязкостью и низкой температурой

замерзания Последнее обстоятельство и определяет в первую очередь

возможность его широкого распространения на северном Сахалине

При этом нельзя упускать из виду следующие факторы трудность и

высокую стоимость доставки огромных количеств метанола на промысла

северного Сахалина за кратковременный период навигации удаленность

химических комбинатов производящих метанол а также что весь

используемый метанол безвозвратно теряется

Подача по ингибиторопроводу раствора хлористого кальция

исключается так как при дроблении соли и приготовлении раствора в нем

могут оставаться крупные куски нарушающие нормальную работу

через фильтр 2 из емкости 14 метанол и подает его по линии 3 в буферную

емкость 4 на которой имеется предохранительный клапан 5 и патрубки 6

количество которых определяется количеством подключаемых к сборному

пункту скважин Из буферной емкости ингибитор по трубопроводам 10

распределяется по скважинам

На каждом ингибиторопроводе 10 устанавливаются вентили 7 8 а

между ними - дроссель с регулятором 9 типа Г55-31 Указанный дроссель с

регулятором позволяет производить широкую регулировку расхода

ингибитора независимо от давления имеющегося на устьях скважин

Ингибиторопроводы 10 имеют различную протяженность поэтому при

выборе насосов должен приниматься самый длинный ингибиторопровод и

самая высокая суммарная производительность его Из трубопровода 10

ингибитор поступает в метанольный бачок 11 откуда часть его поступает в

фонтанные трубы скважин а другая часть - в шлейф

Распределение ингибитора в ствол скважины и шлейф должно

осуществляться автоматическим устройством основные требования к

которому сводятся к следующему

- автоматическое устройство ввода ингибитора должно обеспечивать

надежную и бесперебойную работу скважин и работать в наиболее

экономичном режиме

- ввод ингибиторов должен своевременно изменяться при начале и

прекращении гидратообразования

- при авариях в отдельных узлах устройства или отсутствии ингибитора

в рабочей емкости должен подаваться сигнал аварии на щит операторской

- количество ингибитора должно минимально изменяться при

колебаниях температуры наружного воздуха

- автоматическое устройство для ввода ингибиторов должно быть

простым по конструкции и надежным в эксплуатации в любое время года

В настоящее время еще не имеется таких простых и надежных

автоматических устройств отработанных в условиях Севера поэтому

после этого ликвидировать гидраты

5 Для исключения замерзания воды и растворов ингибиторов в

газопроводе в зимний период ликвидацию гидратных пробок следует

осуществлять в наикратчайшие сроки

33 Расчет равновесных условий гидратообразования в простаивающей

и работающей газовой скважине [4]

Образование гидратов в добывающих скважинах и промысловых

коммуникациях а также выбор методов борьбы с ними в значительной мере

зависят от пластовых давлений и температур климатических условий и

технологического режима эксплуатации добывающих скважин

Профилактика и предупреждение образования гидратов в значительной мере

зависит от достоверной информации о равновесных условиях

гидратообразования природного газа с известным составом природного газа

и изменением этих параметров потока природного газа в скважине в

газопромысловых системах первичного сбора и подготовки природного газа

в системах магистральных газопроводов и тд Зависимость равновесных

значений давления и температур необходима для разработки мероприятий по

профилактике и предупреждению образования гидратов в системе пласт -

скважина - промысловые коммуникации

Условия образования гидратов в рассматриваемой системе могут

существовать при следующих условиях Рс gt Рp или же при условиях tс lt tp

где Рc tс - рабочие давления и температура в рассматриваемой системе Рp и tp

- равновесные значения давления и температуры в рассматриваемой системе

образования гидрата заданного состава

Для образования гидратов природного газа помимо соответствующих

температуры и давления обязательно наличие влаги в жидкой фазе В стволе

скважины это требование всегда выполняется так как в пластовых условиях

Продолжение табл 31

Наименование Обозначение Единица измерений

Значение

Глубина скважины Н м 3050

Геотермический градиент Г Км 002

Внутренний диаметр d1 м 0065

Дебит скважины Qскв тысм3сут 130

Относительная плотность газа по воздуху ρ кгм3 0699

Для определения давления в простаивающей газовой скважине

используется формула барометрического нивелирования Лапласа - Бабине

РЗ = Ру еS (35)

РЗ = 204 2718302391=2591 МПа

где Р3 - забойное давление МПа РУ - устьевое давление в остановленной

скважине МПа е = 27183 - основание натурального логарифма

S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150

где вг - относительная плотность газа по воздуху (г - плотность газа

кгм3 в - плотность воздуха кгм3) Н - глубина скважины м Тср - средняя

температура по стволу скважины К

у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838

Далее аналогично производим расчет распределения давления для

других глубин скважины Результаты расчета представлены в таблице 33

Таблица 33 Результаты расчета распределения давления в простаивающей

газовой скважине

Глубина скважины H м Давление P МПа

0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К

где Ту - устьевая температура К Тх - температура на глубине Х К

Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению

XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К

где Г - геотермический градиент Км

1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251

где d1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб м -

коэффициент гидравлического сопротивления

По таблице 34 находим коэффициент гидравлического сопротивления

= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К

где ТL - температура на глубине L К Тпл - пластовая температура К Г -

средний геотермический градиент Км l ndash глубина нейтрального слоя м

Результаты расчета температур по стволу простаивающей газовой

скважины сводим в таблицу 36

Таблица 36 Результаты расчета распределения температуры по стволу

простаивающей газовой скважины

Глубина скважины Х м Температура T К

0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375

Для определения распределения температуры газа по стволу

работающей скважины используется уравнение вида

Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ

е1еТНГТТ (316)

К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у

где Рпл Рз Ру - пластовое забойное и устьевое давления МПа

Н - глубина скважины м

Di - дифференциальный коэффициент Джоуля - Томпсона в трубе

КМПа (Di = 03 КМПа)

Г - геотермический градиент Км

Ср - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Рср и пластовой

температуре Тпл кДжкгм (Ср = 24 кДжкгм)

Rс - наружный радиус эксплуатационной колонны м (Rс = 0146 м)

Rк - радиус контура питания м (Rк = 150 м)

G - массовый расход газа кгс

Сп - объёмная теплоёмкость горных пород кДжм3К(Сп = 1600

кДжм3К)

τ - суммарное время работы скважины с (τ = 1 10 20 30 60 суток)

hпл - толщина перфорированной части продуктивного пласта м (hпл = 5

м)

λп - теплопроводность горных пород кВт(мК) (λп = 2middot103 кВт(мК))

Ам - термический эквивалент работы кДжкгм (Ам = 1102 кДжкгм)

Расчет устьевой температуры в работающей газовой скважине

производим для следующей продолжительности работы скважины - 1 10 20

30 и 60 суток Результаты расчета распределения температуры по стволу

работающей газовой скважины сводим в таблицу 37


работающей газовой скважины

Глубина скважины Х м Суммарное время работы скважины сут

1 10 20 30 60 Температура T К

0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)

Т2 = 18471middotlg168 ndash 1394 + 1865 + 273 = 3003 K

Далее аналогично производим расчет температуры гидратообразования

для различных давлений в простаивающей и работающей скважине

При отрицательных температурах

T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К

Таблица 38 Результаты расчета температуры гидратообразования

Простаивающая скважина Работающая скважина

Давление Р

МПа

Температура

гидратообразования

Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025

После проведения расчетов производим построение графических

зависимостей рисунки 36 37 38 39 310 311

16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500

Расстояние от забоям

Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К

Давление РМПа Температура ТК Температура гидратообразования ТК

Рисунок 38 ndash Распределение давления температуры и температуры

гидратообразования в работающей скважине при τ = 10 сут

16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




скважине при данном технологическом режиме исключено

34 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов [10]

Газосборная сеть выполнена по однотрубной системе трубопроводов

диаметром 114 мм Принята подземная прокладка трубопроводов (10 м от

поверхности земли)

Технологическое оснащение газосборной сети включает в себя

1) газопроводы-шлейфы от скважин до УКПГ

2) индивидуальные линии подачи метанола на устье скважин

Гидравлический и тепловой расчет шлейфов производим для

определения возможности образования гидратов Для расчета выбраны

шлейфы четырех скважин 26 27 28 29 месторождения Усть-Томи

имеющие следующие характеристики таблица 39

Порядок расчета следующий

Зная компонентный состав природного газа определяем

псевдокритические параметры Рпк Тпк а также плотность газа в нормальных

условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)

По известным данным Тпк и Рпк определяем приведенные параметры

газа при нормальных и рабочих условиях

пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)

Далее находим коэффициент сверхсжимаемости газа при рабочих zр и

нормальных условиях zн

Секундный расход газа м3с

8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)

где Q - расход газа в нормальных условиях млнм3сут

Pн - давление в начале шлейфа МПа

zр zн - коэффициенты сжимаемости газа при рабочих и нормальных

условиях соответственно

Скорость газа в шлейфе мс

2BH

6

d7850

10q

(329)

где dвн - внутренний диаметр шлейфа м

Коэффициент теплообмена между газом и стенкой трубы определяют

по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)

где λгр - коэффициент теплопроводности грунта Вт(м2middotdegС)

h - расстояние от поверхности земли до оси трубы м

dвн - внутренний диаметр шлейфа м

ν ndash кинематическая вязкость потока Паmiddotс

μ - динамическая вязкость потока мс

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода

определяется по формуле

20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)

где Кш - шероховатость стен труб мкм

Изобарная теплоемкость газа с содержанием метана более 85

рассчитывается по формуле

3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)

где Тр- рабочая температура К

Рр - рабочее давление МПа

Параметр Шухова определяется по формуле

6p

н

10CQ

dК3262

(336)

где К - коэффициент теплопередачи от транспортируемого газа к

окружающей среде Вт(м2middotdegС)

Ср - изобарическая теплоемкость газа кДж(кгmiddotК)

Δ - относительная плотность газа в нормальных условиях определяется

по уравнению

29

Мг

в

г

(337)

Температура газа на заданном участке газопровода определяется по

формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)

где Di - эффект Джоуля-Томсона КМПа

Среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона для газов с

содержанием метана более 85 определяется по формуле

)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)

Рассчитываем температуру гидратообразования по формулам

При положительных температурах

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К

В соответствии с принятыми исходными данными был произведен

гидравлический и тепловой расчет шлейфов с использованием выше

приведенных формул и электронных расчетных таблиц Excel

Результаты гидравлического и теплового расчета шлейфов приведены в

таблице 310 311 312 313


Длина шлейфа L км Температура гидратообразования Тг К

Скважина 26 27 28 29

2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877


зависимостей рисунок 311 312 313 314

250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65

Длина шлейфа Lкм


ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа

Температура Т(лето)К Температура Т(зима)К

Температура гидратообразования ТК Давление РМПа


гидратообразования по длине шлейфа скважины 26

250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65


Температура Т

К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа





скважины (при температурах газа способствующих гидратообразованию в

стволе скважины) Метанол подается по индивидуальным

метанолопроводам дозировочными насосами типа НД 100250

расположенными в помещении насосной на территории УКПГ

Расчет расхода метанола в шлейфах скважин производится при

известных параметрах таблица 314

- компонентный состав газа

- суточный объем газа Q тысм3сут

- начальное и конечное давление в газопроводе Рн и Рк МПа

- начальная и конечная температура Тн и Тк К

Таблица 314 Исходные данные для расчета расхода метанола

Наименование Обозна- чение

Единицы измерений

Скважина

26 27 28 29 лето зима лето зима лето зима лето зима

Давление в начале

газопровода Pн МПа 168 160 156 173

Давление в конце

газопровода Pк МПа 1672 15924 15512 17207

Среднее давление

Рср МПа 1676 1596 1556 1725

Температура начальная

Tн К 316 3205 3061 3073

Температура конечная

Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747

Относительная плотность газа по воздуху

ρ кгм3 06

Плотность газа (при Т = 273 К и

давлении 010132МПа)

ρг кгм3 072

Конденсатный фактор

Gк кг1000м3 69 75 69 67

Суточный объём газа

Q тысм3 130 124 133 142

Концентрация свежего

(вводимого) метанола

С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)

где W1 W2 - влагосодержание газа на устье и на входе в УКПГ

соответственно кг1000м3

А - влагоемкость идеального газа при атмосферном давлении гм3

В - коэффициент показывающий разницу влагосодержания реального

и идеального газов гм3

Определяем количество раствора метанола необходимого для

насыщения жидкой фазы по уравнению (351)

XX

XWg

21

2ж

(351)

где X1 и Х2 - массовая доля ингибитора в исходном и отработанном

растворах

W ndash количество воды в жидкой фазе на расчетной точке кг1000 м3


насыщения газовой фазы на входе в УКПГ

2г Xа10g (352)

где а - отношение содержания ингибитора необходимого для насыщения

газовой фазы и концентрации метанола в отработанном водном растворе


насыщения конденсата

Таблица 315 Результаты расчета расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин

Наименование Обозначение Единицы измерений

Скважина

26 27 28 29

лето зима лето зима лето зима лето зима

Влагосодержание газа ( в начале участка)

W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411

Влагосодержание газа ( в конце участка)

W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107

Равновесная температура гидратообразования

Т К 29363 293263 293069 293848

Величина снижения равновесной температуры

∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915

Концентрация метанола в конце участка

С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199

Кол-во метанола необходимое для насыщения жидкой фазы

gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165

Кол-во метанола необходимое для насыщения газообразной среды

gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582

Растворимость метанола в конденсате

Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382

Кол-во метанола необходимое для насыщения конденсата

gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256

Общий расход метанола G кг1000м3 068 0974 088 129 073 103 07 1004

Суточный расход метанола Gсут кг 8874 12665 10918 1602 9735 1368 1008 1425

Сахалинморнефтемонтаж

строительства

работ

Автотранспортное

Стротельно-монтажный трест

НГД

У Оханефтегаз

НГД

У Катанглиф

тегаз

Управление магистрал

Управление буровых

Производственныеединицы

Производственные организации

Нефтегазовое объединениеОАОРоснефть-Сахалинморнефтегаз

АппаратОбъединения

Научно-исследовательскийпроектный институт

База по производственномутехническому обслуживанию икомплектации оборудования

(БПТОиК)

Цеха добычи

неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд

предприятие

Пе редвижны

е механи

-зированные колонны

(ПМК

)

Строительные

управления

Уп равление механизации

нефтегазопроводам

и

Рисунок 41 ndash Органиграмма ОАО Роснефть- Сахалинморнефтегаз

42 Анализ издержек производства добычи газа месторождения Усть -

Томи в период с 98 - 99 гг

Себестоимость продукции (работ и услуг) представляет собой

стоимостную оценку использованных в процессе производства продукции

природных ресурсов сырья материалов топлива энергии основных фондов

и трудовых ресурсов

В себестоимость включаются

1 Материальные затраты

а) приобретенные со стороны материалы которые входят в

состав вырабатываемой продукции

б) покупные материалы используемые в технологическом

процессе производства для обеспечения нормального технологического

процесса

в) покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты

подвергающиеся дальнейшему монтажу или дальнейшей обработке

г) природное сырье (отчисления на воспроизводство минерально-

сырьевой базы) - 23 объема годовой добычи На рекультивацию

земель плата за воду

д) приобретаемые со стороны топлива всех видов расходуемые

на технологические цели а так же на отопление зданий

Стоимость материальных ресурсов учитывается из цены их

приобретения (без НДС) наценок и комиссионных вознаграждений

2 Затраты на оплату труда

Отражаются затраты на основной производственный персонал

предприятия включая премии рабочим и служащим за производственные

результаты

3 Отчисления на социальные нужды (от годового фонда оплаты

труда)

- на соц страх - 54

- в пенсионный фонд - 28

- в гос фонд занятости -15

- обязательное медицинское страхование 36

- отчисления на образование -1

4 Амортизация ОФ

Здесь отражается сумма амортизационных отчислений на полное

восстановление основных производственных фондов исчисленное из


Показатели Годы

1998 1999

Расходы на содержание и эксплуатацию

оборудования тысруб

45902 40709

Плата за недра тысруб 56214 46933

Цеховые расходы тысруб

22051 19308

Общепромысловые расходы тысруб

42013 39246

Прочие производственные расходы тысруб

338 283

Как видно из таблицы 41 себестоимость товарного газа в 1999 г

Увеличилась на 1221 руб это связано с уменьшением добычи природного

газа на 263052 тысм3 Амортизация скважин в 1999 г уменьшилась в связи с

выводом из эксплуатации скважины 25 В целом по месторождению в 1999

г произошло уменьшение основных статей калькуляции главной причиной

этого является уменьшение товарной добычи газа

43 Экономический эффект от внедрения путевых подогревателей газа

(ППГ)

Исходные данные для проведения расчета приведены в таблице 42

Таблица 42- Исходные данные для проведения расчета

Наименование Значение

Стоимость

ППГ Охинского механического завода

в том числе доставка и монтаж тысруб

3170

Стоимость метанола определяем

См = Qм middot См(за 1 тонну) (43)

где Qм ndash количество метанола тгод

См(за 1 тонну) ndash стоимость 1 тонны метанола тысруб

Определение стоимостной оценки затрат на внедрение путевых

подогревателей для безгидратного режима работы необходимо установить 4

ППГ

Зппг = Сппг + Стг + А (44)

где Сппг ndash стоимость одного ППГ с учетом доставки и монтажа тысруб

Стг ndash стоимость топливного газа тысрубгод

А- амортизация ППГ тысрубгод

Стоимость ППГ определяем

Сппг = Сппг1middotNппг (45)

где Сппг1 ndash стоимость одного ППГ тысруб

Nппг ndash количество ППГ штук

Стоимость топливного газа находим по формуле

Стг = Qтг middot Nппг middot Стг(за 1 тысм3) (46)

где Qтг ndash количество топливного газа

Стг(за 1 тысм3) - стоимость топливного газа за 1тысм3 рубтысм3

Амортизацию ППГ находим как

A = (Сппг1 middot NA)100 (47)

7) Экономический эффект сравнения двух вариантов рассчитан по

формуле (41)

Э = 203075 тысрубгод - 1378611 тысрубгод=652139 тысрубгод

Сравнение по вариантам оценки стоимостных затрат показало что

применение ППГ экономически выгоднее на 652139 тысрубгод чем

использование метанола Необходимо отметить что метанол ndash очень дорогой

химреагент для газопромыслов Сахалина Во-первых поставки этого

ингибитора гидратообразования производятся с Ангарского НПЗ во-вторых

в существующей технологической схеме подготовки газа метанол теряется

безвозвратно Чтобы свести потери метанола к минимуму необходимо

включить в технологический процесс установку регенерации метанола

Стоимость импортной установки регенерации 250 тысдолл США что

намного дороже чем монтаж установка и обслуживание путевых

подогревателей газа

Кроме антропогенных действуют еще и естественные негативные

факторы геологически - метеорологически - гидрологически - опасные

явления ландшафтные пожары инфекционные заболевания и тд

Метеорологические условия оказывают большое влияние на здоровье

самочувствие и работоспособность человека Учитывая что основной

комплекс работ по обслуживанию и ремонту технологического оборудования

выполняется непосредственно на открытом воздухе немаловажно отметить

метеорологические условия Ногликского района Основным источником

опасности связанной с добычей нефти на данном предприятии являются

сосуды работающие под давлением содержащиеся в атмосфере пары

углеводородов сероводорода токсических веществ а также окиси углерода

токсические химреагенты для различных видов работ вращающиеся детали

различных механизмов электроустановки находящиеся под высоким

напряжением возгорания взрывы и пожары оборудования газов

Обеспечение безопасности жизнедеятельности в техносфере на

территории НГДУ Катанглинефтегаз осуществляется по следующим

направлениям

1) разработка и внедрение мероприятий обеспечивающих безопасность

труда

2) обеспечение надежной защиты работников и инженерно-технического

комплекса предприятия в ЧС

3) проведение комплекса мероприятий по обеспечению экологической

безопасности в районе деятельности хозяйственного объекта

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ

Катанглинефтегаз занимается отдел охраны труда и промышленной

безопасности отдел охраны природы и окружающей среды и отдел по делам

гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям

Отдел охраны труда и промышленной безопасности осуществляет свою

деятельность во взаимодействии с другими службами предприятия

уполномоченными лицами по охране труда профессиональных союзов а

также с органами государственного управления охраной труда надзора и

связанные с ними операции производимые во взрывоопасных помещениях

или непосредственно на газовых коммуникациях а также на промысловом

коллекторе

В целях обеспечения пожарной безопасности в НГДУ

laquoКатанглинефтегазraquo предусмотрены противопожарные мероприятия Ниже

приведены основные

Согласно НПБ110-99 laquoПеречень зданий сооружений помещений и

оборудования подлежащих защите автоматическими установками

пожаротушения и автоматической пожарной сигнализациейraquo ВНТП018704-

84 проектируемая технологическая площадка оборудуется средствами

пожарной сигнализации Приемно-контрольный прибор в искробезопасном

исполнении laquoЯхонт Иraquo установлен в помещении операторной с

круглосуточным дежурством В помещении нефтенасосной с категорией А

по взрыво-пожарной опасности предусмотрена установка пожарных

извещателей во взрывозащищенном исполнении ИП101 laquoГарантraquo Ручные

взрывозащищенные пожарные извещатели ИП535 laquoГарантraquo устанавливаются

по периметру обваловки резервуаров на площадке узла учета газа снаружи

зданий нефтенасосной и групповой замерной установки на высоте 15 м

Прибор пожарной сигнализации laquoЯхонт Иraquo является потребителем

электроэнергии I категории Для подачи сигнала тревоги и оповещения

персонала о пожаре на наружной стене операторной устанавливается

сигнальное устройство с сиреной

На канализационных сетях промстоков во избежание прохода огня

устроены гидравлические затворы Все объекты зданий и сооружений

предусмотрены не ниже II степени огнестойкости С учетом отдаленности

района строительства в проекте зданий и сооружений применены стальные

конструкции рам с заполнением стен алюминиевыми панелями

Наружные ограждающие конструкции зданий с производствами

категории А (нефтенасосная) предусмотрены легко сбрасывающимися при

воздействии взрывной волны Площадь легко сбрасываемых конструкций

Трубопроводы водопровода и пенораствора предусматриваются из

стальных электросварных труб по ГОСТ 10704-91 Трубы проложенные в

земле изолируются весьма усиленной битумно-резиновой изоляцией по

ГОСТ 9602-89 Трубопровод пенораствора прокладывается надземно на

опорах Расчетные расходы воды определены на основании норм

водопотребления в соответствии с нормативными документами

Производственные и подсобные помещения установки сооружения и

склады обеспечены первичными средствами пожаротушения и пожарным

инвентарем в соответствии с действующими нормами

Первичные средства пожаротушения и пожарный инвентарь

размещаются на отведенных для них местах в требуемом количестве и с

обеспечением правил их хранения

В производственных помещениях складах в качестве средств

пожаротушения рекомендуется применять пар воду углекислый газ песок

химпорошок в соответствии с технологическими требованиями и технико-

экономическим обоснованием

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных

местах Использованный обтирочный материал необходимо складывать в

металлические ящики с крышкой установленные вне помещения и

периодически удалять из них использованный обтирочный материал

Для контроля за состоянием воздушной среды в производственных и

складских помещениях устанавливаются автоматические газоанализаторы

Для обслуживания электроустановок применяют следующие

электроизолирующие средства диэлектрические перчатки оперативные

штанги изолирующие и измерительные клещи инструмент с

изолирующими рукоятками и указатели напряжения дополнительно

применяются диэлектрические галоши (боты) резиновые коврики дорожки

и изолирующие подставки

При работе на высоте применяют предохранительные пояса и

сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом Отдельно

выполняются контуры заземления для щитов КИПиА с сопротивлением

заземляющего устройства не более 10 Ом

В качестве заземлителей приняты одностержневые вертикальные

электроды диаметром 12 мм длиной 5 м

Верхний конец заземлителей заглублен на 06 - 07 м от поверхности

земли Заземлители соединяются между собой

Для защиты людей от поражения электрическим током применяется

зануление Занулены следующие части электроустановок корпуса

светильников каркасы ящиков управления корпуса ящиков протяжных и

ответвительных коробок стальные трубы электропроводки и

металлоконструкции связанные с установкой электрооборудования

В качестве нулевых защитных проводников используются нулевые

жилы питающих кабелей и стальные трубы электропроводок

Для уменьшения опасности поражения электрическим током при

использовании ручного электроинструмента переносных светильников и

ламп применяется пониженное напряжение 12 или 36 (42) В Источниками

малого напряжения служат аккумуляторы или понижающие

трансформаторы

Температура наружных поверхностей оборудования и кожухов

теплоизоляционных покрытий не превышает температуры

самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта и в местах

доступных для персонала исключена возможность ожогов

3) обеспечение комфортных условий труда (вентиляция отопление

кондиционирование и освещение)

На каждого работающего предусмотрен объем производственных

помещений не менее 15 м3 а площадь не менее 45 м2 высота

производственных помещений не менее 32 м Полы в помещениях ровные и

нескользкие

электрозащитные средства (диэлектрические перчатки галоши боты)

защитные пасты и мази

При монтаже и эксплуатации приборов с радиоактивными изотопами

необходимо руководствоваться laquoСанитарными правилами работы с

радиоактивными веществами с источниками ионизирующих излученийraquo

Комплекс вышеуказанных мероприятий дает возможность вести безопасную

производственную деятельность на предприятии

В 2003 году в НГДУ отсутствовали пожары аварии и несчастные

случаи В целом же по НГДУ уровень производственной безопасности

технологических систем и проводимых мероприятий остается высоким что

свидетельствует об эффективности проведения организационно-технических

мероприятий по обеспечению безопасности труда Увеличение подачи

метанола на устья скважин и в промысловые газопроводы месторождения

Усть-Томи понизит уровень безопасности но в допустимых пределах

53 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

Отдел по делам ГО и ЧС НГДУ Катанглинефтегаз обеспечивает

безопасность в ЧС поэтапно решая следующие задачи

1) выявление потенциальных видов ЧС и оценка риска их

возникновения

2) прогнозирование последствий ЧС

3) выбор обоснование и реализация комплекса организационных и

инженерно-технических мероприятий по предотвращению и снижению

ущерба от ЧС

На предприятии могут возникнуть ЧС различного характера

природного техногенного военно-политического

ЧС природного характера характеризуются опасностями возникшими

в результате природных катаклизмов

При организации защиты рабочего персонала в ЧС используют три

способа эвакуация укрытие в убежищах и применение средств

индивидуальной защиты В планах действий по предупреждению и

ликвидации последствий ЧС эти способы защиты используют как в

отдельности так и в различных сочетаниях в зависимости от конкретных

условий В зависимости от наличия достоверных данных о вероятности и

характере ЧС (выброс вредных веществ сильный взрыв затопление пожар и

тд) запланированы два варианта эвакуации заблаговременная и экстренная

Заблаговременная (упреждающая) эвакуация проводится при получении

достоверных данных о высокой вероятности ЧС Основанием для ее

проведения являются прогноз возникновения незапланированной аварии на

потенциально опасных хозяйственных объектах стихийного бедствия или

военного конфликта Прогноз выдается на период от нескольких суток до

нескольких десятков минут до возникновения ЧС Экстренная эвакуация

происходит в случае внезапного возникновения ЧС

Для коллективной защиты людей в ЧС на территории предприятия

построены специально спроектированные и оборудованные защитные

инженерные сооружения (убежища и укрытия)

Убежища имеются в зонах возможных сильных разрушений в местах

возможной загазованности воздуха продуктами горения в зонах возможного

опасного химического заражения и в зонах возможного катастрофического

затопления

В планах действий при возникновении ЧС на предприятии на путях

эвакуации в конечных пунктах эвакуации и других случаях построены

простейшие укрытия на время 12 - 24 часа

В качестве средств индивидуальной защиты используют средства

защиты органов дыхания средства защиты кожи медицинские средства

В настоящее время соответствующие службы подразделений НГДУ

располагают названными средствами защиты и в случае необходимости они

могут быть своевременно выданы работникам предприятия

Подводя итоги по вышеизложенному материалу можно сделать вывод

о достаточно высоком уровне обеспечения безопасности ЧС

54 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению

экологической безопасности

В соответствии с нормативами технологического проектирования для

предотвращения попадания углеводородных газов в производственные

помещения и атмосферу произведена полная герметизация всего

оборудования аппаратов и трубопроводов В связи с этим отсутствуют

систематические выбросы в атмосферу газов и жидкости Возможны лишь

периодические выбросы из аппаратов в атмосферу перед остановкой их на

ремонт или в аварийных случаях При этом количество сбросных газов

незначительно и практически атмосфера не засоряется

В целях сокращения потерь продукции и уменьшения выбросов в

атмосферу дыхательные клапаны резервуаров связаны между собой и имеют

выход в атмосферу через единую свечу рассеивания

В производственных помещениях насосных перекачивающих ЛВЖ

установлены СВК горючих газов с сигнализацией на щите и автоматическим

и дистанционным включением аварийной вентиляции

Атмосферный воздух в районе работ производимых НГДУ

laquoКатанглинефтегазraquo загрязняется главным образом такими вредными

веществами как окись углерода и окислы азота содержащимися в продуктах

сгорания природного газа используемого для собственных нужд с целью

получения тепловой и электрической энергии

Окись углерода и окислы азота выбрасываются в атмосферу также с

продуктами сжигания природного газа при продувке шлейфов отработке

скважин

Следующим по значимости источником загрязнения атмосферного

очистки хозбытовых стоков КУ-25 Обеззараживание очищенных стоков

производится в установке хлорирования

В производственную канализацию отводятся продукты промывки

технологического оборудования а также стоки от технологических

установок от насосной и каре резервуарного парка

Промстоки содержат механические примеси нефтепродукты (газовый

конденсат дизельное топливо нефть) По самотечной дренажной сети эти

стоки поступают в приемный резервуар КНС промстоков и по напорному

коллектору направляются в резервуарный парк откуда перекачиваются по

нефтепроводу на ЦСПН laquoДагиraquo КНС работает в автоматическом режиме

Такой способ локализации загрязненных производственных вод исключает

попадание вредных продуктов в водоемы

Для освобождения аппаратов и трубопроводов от жидкости

предусмотрена система дренажей и продувочных трубопроводов Перед

проведением ремонтных работ газ из аппаратов и трубопроводов вытесняется

на факел Для предотвращения возникновения взрывоопасных концентраций

углеводородов в воздухе производственных помещений установлены

датчики ДТХ-102

Перед подачей воды потребителю она проходит установку

обезжелезивания В основном вода расходуется на пополнение

безвозвратных потерь в котельной Промывка резервуаров производится

один раз в год - в летнее время

Почвы и растительность за пределами площадки проектирования и

трассы газопровода являются наиболее уязвимыми объектами воздействия в

связи с чем основные защитные мероприятия состоят в исключении

нарушения почвенно-растительного покрова за пределами отведенных под

расширение и строительство участков

Основные работы выполненные для охраны почвенно-растительного

слоя и водных объектов

будет обеспечен достаточно высокий уровень безопасности и экологичности

добычи и подготовки нефти и газа

В экономической части был произведен расчет экономического

эффекта от внедрения путевых подогревателей газа который составил 65214

руб В связи с отсутствием установки регенерации метанола этот вариант

предотвращения гидратообразования является более приемлемым

В НГДУ laquoКатанглинефтегазraquo достигнут достаточно высокий

уровень обеспечения производственной безопасности защиты в

чрезвычайных ситуациях и экологичности при добыче газа Предлагаемые в

дипломном проекте решения не снижают достигнутый уровень безопасности

и при их внедрении будет обеспечен достаточно высокий уровень

безопасности и экологичности добычи и подготовки газа

здесь преобладают ветры восточного направления а в осенне-зимний период

западного и северо-западного

На площади Усть-Томи пробурено 17 глубоких (до 3800 м) поисковых

разведочных эксплуатационных скважин вскрывших в отложениях

дагинской свиты тринадцать продуктивных (газоконденсатных) горизонтов

(II IIa III IIIa IV VI VIa VII VIII IX IXa X Xa)

В связи с тем что месторождение находится под водами Ныйского

залива здесь осуществлялось бурение наклонно-направленных скважин

В пределах площади месторождения никаких обустроенных поселков

нет кроме временного жилья буровиков (вахтовые будки на буровых)

12 Характеристика геологического строения

Усть-Томинское месторождение приурочено к одноименной

антиклинальной складке расположенной на восточном крыле Монгинской

антиклинальной зоны По результатам сейсморазведки и поисково-

разведочного бурения представляет собой пологую брахиантиклиналь

северо-северо-западного простирания погребенную под отложениями

окобыкайской и нутовской свит моноклинально залегающими с падением

слоев на северо-восток

По кровле дагинских отложений складка имеет размеры 5times25 км

Складка асимметрична восточное крыло пологое западное - крутое С

глубиной складка меняет форму от куполовидной до вытянутой в северном

направлении за счет увеличения углов падения пород от 2 - 3о до 4 - 5о При

этом амплитуда складки увеличивается от 40 (II горизонт) до 90 м (Xa

горизонт) Для структуры характерно смещение свода в юго-восточном

направлении до 250 м (в пределах глубин 2600 - 3300 м)

Южная периклиналь складки осложнена конседиментационным

сбросом с амплитудой 25 - 60 м и падением плоскости сбрасывателя на

северо - запад




















II 2 2617 2617 2617

IIa 2 2637 2635 2635

III 1 2 2681 2681 2680

IIIa 2 2730 2733 2730

IV 1 2 9 2766 2767 2765

VI 1 2 2882 2882 2880

VIa 1 2 9 2940 2936 2940

VII 1 2 9 3019 3017 3019

VIII 1 2 9 3078 3079 3078

IX 2 9 3123 3122 3123

IXa 2 3142 3142 3142

Х 2 3163 3158 3163

Ха 1 3178 3173 3173





























и воды

















































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин






























































II 2 2617 2617 2617

IIa 2 2637 2635 2635

III 1 2 2681 2681 2680

IIIa 2 2730 2733 2730

IV 1 2 9 2766 2767 2765

VI 1 2 2882 2882 2880

VIa 1 2 9 2940 2936 2940

VII 1 2 9 3019 3017 3019

VIII 1 2 9 3078 3079 3078

IX 2 9 3123 3122 3123

IXa 2 3142 3142 3142

Х 2 3163 3158 3163

Ха 1 3178 3173 3173





























и воды

















































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин





























































II 2 2617 2617 2617

IIa 2 2637 2635 2635

III 1 2 2681 2681 2680

IIIa 2 2730 2733 2730

IV 1 2 9 2766 2767 2765

VI 1 2 2882 2882 2880

VIa 1 2 9 2940 2936 2940

VII 1 2 9 3019 3017 3019

VIII 1 2 9 3078 3079 3078

IX 2 9 3123 3122 3123

IXa 2 3142 3142 3142

Х 2 3163 3158 3163

Ха 1 3178 3173 3173





























и воды

















































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин







































































и воды

















































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































и воды

















































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин


































































обнаружен















(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин





















































(rSO4rCl)100 = 04-09


























скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин




















































скважин










17

4 ( 26 27 28

29)

-

-

6 (20 21 22 23

24 25)

7 ( 1 2 3 6 8

9 12)




0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Годы

Годовая

добыча


ча газа

0

50

100

150

200

250

300

Годовая

добыча



дебит

одной

скваж

ины

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин

























































Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

2001 11 14 25 1(27) 277 270 270 063 110 - - - -

2002 383 397 722 1(27) - - 235 091 110 24 24 100 100














Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин
















































Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1999 406 423 129 1(26) 288 270 250 009 308 40 40 235 235

2000 639 1071 210 1(26) - - 248 0063 170 34 74 200 435

2001 580 1651 503 1(26) - - 230 0035 160 30 104 166 577

2002 126 1777 542 1(26) - - 210 016 обв 07 111 38 616

















Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 262 262 29 1(27) 306 286 286 00893 308 18 18 27 27 1997 1171 1433 171 1(27) - - 279 00231 318 105123 21 25 1998 982 2415 293 1(27) - - 235 00448 270 82 205 166 577 1999 744 3159 383 1(27) - - 235 0954 198 53 258 106 516 2000 150 3309 401 1(27) - - 235 - обв 12 270 24 540








Год



от- бора от

запа-сов


Рпл МПа


млнм3




начальное

те- ку- щее

за год



за-мер

1996 434 450 57 1(26) 309 282 282 00622 278 18 18 27 27

1997 627 1072 135 1(26) - - 268 00653 179 51 86 128 215

1998 464 1536 196 1(26) - - 260 01056 175 43 129 10 323

1999 102 1658 209 1(26) - - 251 05686 обв 16 145 40 362



























давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин


































































давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин























































давления













частей





скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































скважин




















СО2



















































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин






















































































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин





















































































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин


























































1















10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































10 м












































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин



































































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин




















































































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин






















































Р = А ndash ВТ








































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин




































































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин






































































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин








































































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин













































Значение









РЗ = 204 2718302391=2591 МПа



S = срср zT

H034150

(36)

S = 239108788055346

30506990034150




у

з

уз

ср

Т

Тln

Т-Т=Т (37)


zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

zT

ρL

zT

ρL003415

eS e2S

08 002732 10277 10561 52 017758 11943 14264 09 003074 10312 10634 53 018100 11984 14362 10 003415 10347 10707 54 018441 12025 14460 11 003757 10384 10780 55 018783 12066 14559 12 004098 10418 10855 56 019124 12107 14658 13 04440 10454 10929 57 019466 12149 14750 14 004781 10490 11004 58 019807 12191 14862 15 005123 10526 11079 59 020149 12232 14962 16 005464 10561 11155 60 020490 12274 15065 17 005806 10598 11231 61 020832 12316 15068 18 005147 10634 11308 62 021173 12358 15272 19 006489 10670 11386 63 021515 12401 15378 20 006830 10707 11464 64 021856 12444 15485 21 007172 10743 11542 65 022198 12486 15590 22 007513 10780 11622 66 022539 12528 15695 23 007855 10816 11701 67 022880 12571 15803 24 008196 10855 11781 68 023220 12614 15911 25 008538 10892 11861 69 023564 12656 16017 26 008879 10929 11943 70 023905 12699 16130 27 009220 10966 12025 72 024588 12788 16352 28 009562 11004 12107 74 025271 12875 16577 29 009903 11041 12191 76 025954 12963 16805 30 010245 11079 12274 78 026637 13022 17036 31 010586 11117 12358 80 027320 13142 17270 32 010928 11155 12444 82 028003 13232 17508 33 011270 11193 12528 84 028683 13322 17749 34 011611 11231 12614 86 029369 13414 17993 35 011953 11269 12699 88 030052 13569 18240 36 012294 11308 12787 90 030735 13598 18491 37 0112636 11347 12875 92 031418 13671 18745 38 012977 11386 12964 94 032101 13785 19005 39 013319 11425 13053 96 032784 13880 19265 40 013660 11464 13142 98 033467 13975 19366 41 041002 11505 13237 100 034150 14068 19799 42 014343 11542 13322 110 037565 14559 21198 43 014685 11581 13412 120 020980 15065 22696 44 015026 11622 13507 130 044395 15588 24300 45 015868 11661 13598 140 047810 16130 26048 46 015710 11701 13691 150 051225 16690 27838






0(устье) 204

у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































у

х

ухср

Т

Тln

ТТТ

(312)

97320

316

326ln

316326Тср

К



XГТТ ух (313)

326500020316Т500 К


1еd

Тz103251 S2

51

2ср

2ср12

(314)

4085305

212 109751171832

0650

973208719002480103251




= 00248

T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































T2550 = 375 - 002middot(500 - 12)=36524 К








0(устье) 3152

550 3252

1050 3352

1550 3452

2050 3552

2550 3652

3050(забой) 375



Р

Музi

НН

плх С

А

Н

РPDГ


К131842

00980

3050

816012230020

08913

718321718320475403050020379Т

305008913305008913

у












кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин






















































кДжм3К)



м)











0(устье) 31812 3186 3189 3193 3202 500 32814 32854 32889 32931 33011

1000 3381 33861 33892 33934 34018 1500 34812 34866 34891 3493 35014

T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (322)





T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К



Давление Р

МПа



Тг К

Давление Р

МПа



ТгК

204 30189 168 30034

2121 3022 1763 30072

2206 30252 1846 30109

2294 30284 1931 30145

2386 30315 2017 3018

2482 30347 2104 30214

2591 3038 2201 3025



16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К




16

17

18

19

20

21

22

23

24

305025502050155010505500


Давление Р

МПа

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Тем

пература Т

К



















условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин


























































условиях

KyTTn

1iiкпк i

(323)

МПаyPPn

1iiкпк i

(324)

3

n

1iiосм м

кгy

i

(325)



пк

оопр Т

ТТ К

пк

оопр Р

РР МПа (326)

Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































Т

ТТ

пк

ррпр К

пк

ррпр Р

РР МПа (327)




8986400ZP

10ZQq

HH

6P

(328)






2BH

6

d7850

10q

(329)



по формуле

]d

dh4h2ln[d

2

H

2H

2

H

ГРBH

(330)








20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин
















































20

BH3

Ш )d10

K2

Re

158(00670

(334)




3

P6

P3

P T)10P(10961T108381651C кДж(кгК) (335)




6p

н

10CQ

dК3262

(336)






29

Мг

в

г

(337)


формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































формуле

)е1(PL2

PPDе)ТТ(ТT L

ср

2к

2н

iL

грнгрL

(342)




)51T

10980(

C

1D

2CP

6

Pi

(343)



T2 = 1847lgP-B+1865 + 273 K (344)


T2 = 585lgP+B-593265 + 273 К





таблице 310 311 312 313




2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин














































2 296673 296282 296077 296907

3 296667 296276 296069 2969

4 29666 29627 296063 296894

5 29665 296264 296055 296887

6 296649 296258 296049 29688

65(на входе в УКПГ) 296646 296255 296045 296877



250

260

270

280

290

300

310

320

0 1 2 3 4 5 6 65



ТК

167

1672

1674

1676

1678

168

Давление

РМПа





250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































250

260

270

280

290

300

310

320

330

0 1 2 3 4 5 6 65



К

159

1591

1592

1593

1594

1595

1596

1597

1598

1599

16

Давление Р

МПа





250

260

270

280

290

300

310

0 1 2 3 4 5 6 65


Тем

пература

ТК

155

1551

1552

1553

1554

1555

1556

1557

1558

1559

156

Давление

РМПа


















Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин
























































Скважина







Рср МПа 1676 1596 1556 1725


Tн К 316 3205 3061 3073


Tк К 2812 2742 281 2738 2803 2736 2814 2747


ρ кгм3 06



ρг кгм3 072


Gк кг1000м3 69 75 69 67


Q тысм3 130 124 133 142



С1 96

11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин











































11

1 BР210

AW

(349)

22

2 BР210

AW

(350)








XX

XWg

21

2ж

(351)


растворах




2г Xа10g (352)







Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин













































Скважина

26 27 28 29



W1 кг1000м3 03418 08499 04399 04411


W2 кг1000м3 00941 01526 00755 01107


Т К 29363 293263 293069 293848


∆T К 1243 1943 1226 1946 1277 1947 1245 1915


С2 2347 3231 2323 3235 2395 32353 235 3199


gж кг1000м3 008 0126 0223 0354 0121 0185 0107 0165


gг кг1000м3 0422 0582 0465 0647 0426 0576 0428 0582


Ск 0261 0387 0258 03875 0267 03876 0261 0382


gк кг1000м3 018 0267 019 029 0184 0267 0175 0256





работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин













































работ



НГД


НГД


тегаз









(БПТОиК)


неф

ти


газа

Не ф

тепарки

насосные

станции и

тд



е механи


(ПМК

)





и














процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин
















































процесса















труда)











1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин













































1998 1999



45902 40709



22051 19308


42013 39246


338 283








(ППГ)




Стоимость



3170







ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин

















































ППГ
















формуле (41)































труда























































































































































































скважин












































формуле (41)































труда























































































































































































скважин





























































труда























































































































































































скважин





















































































































































































































скважин























































































































































































скважин


























































































































































скважин





























































































































скважин


































































































скважин




































































скважин










































































































Documents

Диплом 5 - chertezhi.com · Title: Microsoft Word - Диплом 5.doc Author: Karpov_AL Created Date: 12/21/2010 5:49:51 PM